华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠：综合能源服务商的回报来自于电力市场

10月30日上午，《2020年全国智慧用能与节能技术发展论坛》分论坛“综合能源系统与综合能源服务专题论坛”在北京贵都大酒店举行。

会上，华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠作了题为《支撑能源互联网的电力市场发展新趋势》的主题报告。

以下是报告节录：

我汇报的题目是《支撑能源互联网的电力市场发展新趋势》。这里面有两个关键词，一个是能源互联网，一个是电力市场。

差不多是2015年至今，最近5年电力行业最热门的两个词。一个是能源互联网，国家在推动能源互联网行动计划，从2018年起国家电网公司把能源互联网作为转型战略，尤其是今年毛伟明董事长提出建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业的战略目标。

电力市场是作为重要支撑。从2015年开启新电改，电力市场改革创造的新的市场模式，交易机制，市场品种，就是能源互联网新投资，新业态的回报途径。

第一，我先介绍能源互联网和电力市场之间二者之间的内在联系；第二介绍绿色，灵活的电力市场价值体系；第三，以绿证、配额为核心的绿色电力市场；第四，以虚拟电厂为核心的灵活性电力市场；第五， 以数据共享、人工智能为核心的市场增值服务。

能源互联网的概念，按照周孝信院士的分类，能源互联网分为三个层次，物理层——以多能互联，增强系统融合性和灵活性；信息层——以信息能量耦合，增加系统协调性；以及价值层。近年来，市场上出现了一些新概念，比如综合能源系统。我谈谈我的个人理解，我认为多能互补的综合能源系统，就是能源互联网的物理架构的核心。物联网，以及一些新技术，大致对应的是能源互联网的信息层。价值层是电力市场和综合能源服务。这是我们自己的一个大致的分类。

2015年之前，传统的电力市场其实解决的是大发电和大电网之间的关系，所以过去的电力市场多集中在发电侧，是集中式的，过去的系统也多是集中式的。未来的电网是集中式和分布式协调发展，既有电从远方来的资源配置，也有电至身边取的源网荷储一体化的综合能源系统。

支撑分布式的发展，要开展批发零售相协调的方式，尤其是用户侧的零售市场，是未来电力市场发展的趋势。国网公司也给发改委提出了全国统一电力市场顶层设计方案，从优发优购，到中长期现货，到辅助服务，多个市场交易品种，建立了中远期建设路径。

这里着重要提到的是零售市场的建设，符合增量配网，园区微网，储能，电动汽车，虚拟电厂，复合集成商等新兴主题，也就是把综合能源项目的主体作为新的市场成员，纳入市场体系，参与市场交易，提升售电市场的市场活跃度。

这是我认为二者的发展关系。未来我们要建立一个绿色、灵活的电力市场价值体系，通过物联网的建设 ，把原来的坚强智能电网和一些传统电力用户以外的用户成为新用户。

电网公司除了收电费外，能不能收一些服务费，核心在零售市场。零售市场又分两块，一个是电力零售的能量市场，一个是服务市场。

能量市场是核心，这就给我们开展综合能源，用户的需求响应，给用户侧投储能蓄冷蓄冰的改造，将来要分时段的曲线交易。

第二，绿色配额为核心的绿色电力交易。在园区给用户上分布式电源和清洁能源，我们要获得分布式风光的消纳权证，把这些权证在市场上卖出去，获得额外收益，高比例的新能源微网，和其他低比例的供电区应当在收益上有所不同。

第三，虚拟电厂为核心的灵活性电力市场。要发展灵活性的负荷商，不是原来简单的代理，要实现电力负荷的有限管控，建立源网荷储的虚拟电厂。虚拟电厂和大电网友好互动，使得灵活性资源实现市场化。

与之相对应的是，要给用户开展信息服务，辅助决策服务（发电报价，首店报价，用能诊断，节能指导）；运用服务（设备运维，为王配网运营，储能运营）。

这些服务是帮助用户参与复杂的电力零售能量市场。帮助用户参与能量市场，提供的各类服务就是第二个市场：电力零售哦服务市场。

建立以绿证、配合为核心的绿色电力市场。为什么要建立绿色电力市场？初衷是过去十几年，可再生能源要高于火电，高的部分由国家可再生能源基金来补，但2017-2018年开始发放补贴的缺口将近1000亿，国家不堪重负，所以希望光伏平价上网。

大致预测，还需三年时间，按照自然发展，光伏有可能达到平价上网。但市场因素可能加快平价上网的到来，开展可再生能源权证交易，也能帮助提前几年实现。

但高比例新能源带来的火电辅助成本的增加以及火电自身煤价降低，大机组的改造这种市场化降价，火电也不会坐以待毙，也会进行充分竞争。

开展绿色权证市场，就把过去国家补贴的部分，进入绿证交易市场，来实现用户和发电对国家补贴的替代。但是当前绿证的发行很多，总核发2400多万个，但购买的很少，只有3万多个。

所以从去年，国家发改委、国家能源局发布了2020年可再生能源电力消纳责任权证的相关通知，用户侧没用一个单位的电，会有一个单位的消纳权证。

这就使得未来的电力交易可再生能源消纳权重，每次进行交易，既要到电力交易中心去，也有可能要到绿证交易中心去购买相关绿证权证。

因此，综合能源可以代理园区微网用户，帮助它们完成消纳权重。

第四，以虚拟电厂为核心的灵活性电力市场。集中式和分布式怎么协调？并不是把小的源网荷储的小的电网直接并到大电网中，增加电力调度中心的负担，中间要加云端的虚拟电厂。

虚拟电厂是没有边界的，通过无线物联网，把风光储能电动汽车连在一起，统一调度，介于大电网和分布式之间的中间层，核心是聚合，用价格的激励，与储能协调运营，使得原来分布式随机曲线变成与大电网友好互动的可管控的曲线。

自2019年以来，北京电力交易中心开展了车联网绿电交易，虚拟电厂、源网荷储消纳新能源，三类示范工厂。

我们也参与了这些示范工程的建设。总结这些示范工程，开展了六类市场模式，比如参与辅助服务市场；需求侧相应的市场化；低谷期电的曲线追踪；新能源，用户偏差替代；分布式储能灵活性充放电等。

我们将来综合能源服务，有一类典型模式是负荷集成商，投资储能，回报是跟市场要电价，把远端的弃风弃光的便宜点买过来，相当于拿到补贴了。

所以，开展新能源的替代交易，面向现货市场的错峰充放电交易，以及面向中长期市场的市场交易。

我们认为将来的市场发展趋势是，发电侧多种平台竞价；需求侧各种能源，尤其是分布式，源网荷储园区，电动汽车将由虚拟的聚合仓代理参与市场交易。所以综合能源服务商相当于在给投了这些硬件改造，物联网设备后，还要成为虚拟的聚合商，代理交易，才能获得回报。

最后是数据共享和AI为核心的增值服务。开展零售信息服务平台，指导各种主体参与市场交易，进行用户行为画像，为用户设定零售套餐。

做个总结，电力市场建设和能源互联网的关系，其实从2016年就帮助国家推动55个互联网+智慧能源项目，但都推进的不太好，就是因为市场政策没有跟上，所以第一批的55个示范项目绝大部分难产，缺乏有效的商业模式。

我们认为到2025年，未来五年时间会形成过渡期，有了分时的价格信号，新的交易品种逐渐平衡。一个项目都是好几十年，按20年来算，如果市场成熟之后，是能赚钱的。

这就是我的汇报，谢谢大家！